Qué dijo la dirección de Imperial Oil Limited en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido en producción, pero con presiones en ingresos netos

Imperial Oil registró una utilidad neta de 940 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, cifra inferior en 348 millones a la del mismo periodo de 2025. La dirección atribuyó la caída principalmente a dos factores: realizaciones de precios más bajas en promedio durante el trimestre en el segmento upstream y un cargo extraordinario por compensación de incentivos de 143 millones de dólares después de impuestos, originado por el alza de más del 50% en el precio de la acción durante el periodo. La producción upstream total promedió 419.000 barriles equivalentes de petróleo por día, resultado que la compañía calificó como el segundo mejor primer trimestre en la historia de la empresa. Kearl operó a 259.000 barriles diarios pese a una interrupción en el suministro de gas natural de un tercero durante marzo, y Cold Lake alcanzó su mayor producción para un primer trimestre en más de ocho años.

En el segmento downstream, la refinería Strathcona operó con disponibilidad limitada de crudo sintético por el paro no planificado en Syncrude, pero la unidad de diésel renovable compensó parte de ese impacto al capturar valor frente a importaciones más costosas. Los flujos de caja operativos, excluyendo efectos de capital de trabajo, superaron los 1.200 millones de dólares.

Lo que viene: paros programados, crecimiento en bitumen y reestructuración en marcha

La compañía espera completar en los próximos días la parada programada en Strathcona —iniciada en abril y centrada en la unidad de crudo, que acumuló un récord de diez años de operación continua— y ejecutar en mayo la parada en la unidad K1 de Kearl, con la que busca extender el intervalo entre mantenimientos de dos a cuatro años, tal como ya se hizo en K2 el año anterior. La dirección indicó que hacia finales de 2026 se añadirá un proyecto de recuperación secundaria en Kearl —denominado KFCC— para capturar bitumen adicional del mineral ya procesado.

En Cold Lake, la compañía espera que el proyecto Grand Rapids SA-SAGD continúe superando los 20.000 barriles diarios, que Leming SAGD se aproxime a 9.000 barriles y que el proyecto Mahihkan —actualmente en fase de inversión inicial— aporte 30.000 barriles diarios de volumen tecnológico diferenciado a partir de 2029. La compañía calcula que hacia 2040 aproximadamente dos tercios de la producción de Cold Lake provendrá de tecnología con ventaja competitiva. En paralelo, la reestructuración corporativa —que implica la transferencia de flujos de trabajo a centros de capacidad global de ExxonMobil— avanza con alrededor de 130 salidas de empleados en el primer trimestre; la dirección describió el ritmo como constante y lo proyectó de forma similar para el resto de 2026 y 2027.

Preguntas de analistas: recompras, regalías y tecnología pesada

El turno de preguntas giró en torno a cuatro ejes. Primero, la política de retorno de capital: ante la consulta sobre la posibilidad de una oferta pública de recompra acelerada (SIB), el director financiero Dan Lyons señaló que la renovación del programa Normal Course Issuer Bid está prevista para finales de junio y que una operación de mayor escala dependería del nivel de caja generado según los precios de las materias primas. Segundo, el régimen de regalías canadiense: Lyons aclaró que las tasas se indexan al WTI pero el pago efectivo se calcula sobre las realizaciones reales del bitumen, y recordó que Kearl —aún en fase previa al pago de capital— tiene una tasa máxima del 9% bruto cuando el WTI canadiense supera los 120 dólares, lo que la dirección considera un beneficio en entornos de precios altos. Tercero, varios analistas preguntaron por la tecnología de arenas petrolíferas y su pertenencia corporativa; Whelan precisó que Imperial es el centro de excelencia en tecnología de petróleo pesado dentro del grupo ExxonMobil, y que ambas entidades comparten tecnología mutuamente en virtud de acuerdos de acceso. Cuarto, sobre el premium del crudo sintético (SCO), la dirección se negó a hacer proyecciones, aunque reconoció que podría mantenerse mientras los márgenes de diésel y combustible de aviación permanezcan elevados.